5.4 Диагностирование стальных резервуаров

5.4.1 Диагностирование резервуаров должно проводиться в соответствии с требованиями Правил технической эксплуатации резервуаров МН и нефтебаз и нормативной документации.

Периодичность диагностирования:

- частичное - не реже одного раза в 5 лет;

- полное - один раз в 10 лет.

5.4.2 Для резервуаров, отработавших расчетный срок службы или прошедших капитальный ремонт, периодичность диагностирования составляет соответственно 4 года и 8 лет.

5.4.3 Первоочередному диагностическому обследованию должны подвергаться резервуары:

- находящиеся в аварийном состоянии или в состоянии ремонта после аварии;

- изготовленные из кипящих сталей и сваренные электродами с меловой обмазкой;

- находящиеся в эксплуатации более 20 лет;

- в которых хранятся высококоррозионные по отношению к металлу несущих конструкций продукты.

5.4.4 Частичное диагностирование должно проводиться без вывода резервуаров из эксплуатации, полная - после вывода резервуаров из эксплуатации, их опорожнения, очистки и дегазации.

5.4.5 Перечень работ, выполняемых при диагностировании резервуаров, а также порядок их выполнения определяется в соответствии с требованиями нормативной документации.

5.4.6 По результатам диагностирования исполнителями должен составляться отчет, в котором приводится оценка технического состояния резервуара и рекомендации по устранению обнаруженных дефектов.

5.4.7 На основании диагностирования резервуаров должен составляться график ремонта (в т.ч. капитального), который утверждается руководством ОАО МН (или его филиала).

5.4.8 Отбраковка отдельных элементов резервуара или всего резервуара должна проводиться на основании результатов полного диагностирования, условий эксплуатации, статистики отказов и других факторов, снижающих его надежность при эксплуатации.

5.4.9 Критерием для полной отбраковки резервуара является неудовлетворительное качество металла по механическим свойствам, по износу и экономическая нецелесообразность проведения ремонта.

6 Ремонтные работы на объектах магистральных нефтепроводов

6.1 Оценка технического состояния оборудования и сооружений магистральных нефтепроводов

6.1.1 Оценка технического состояния линейной части МН, его ремонтопригодность, выбор вида и способа ремонта должны проводиться на основе результатов комплексных обследований.

6.1.2 В состав комплексных обследований входит:

- диагностическое обследование линейной части магистральных нефтепроводов (ЛЧ МН) с применением ВИС в соответствии с 5.1.10;

- дефектоскопия стенки трубопровода или сварных стыков с применением акустико-эмиссионных, ультразвуковых методов;

- анализ изменений защитного потенциала трубопровода за период эксплуатации;

- дефектоскопия изоляции;

- сбор информации по техническим характеристикам состояния изоляции;

- сбор информации по ремонту;

- анализ статистических данных аварийности;

- оценка загруженности МН в перспективе.

6.1.3 По результатам анализа комплексных обследований и обработки данных проводится:

- уточнение местоположения дефектного участка нефтепровода;

- определение ремонтопригодности обследованного участка;

- планирование мероприятий по предотвращению возможного разрушения трубопровода;

- выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности нефтепровода с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.

6.1.4 Оценка технического состояния объектов НПС, резервуаров, технологических трубопроводов должна проводиться на основе анализа результатов комплексной диагностики, выполненных согласно требованиям раздела 5 настоящих Правил с учетом результатов автоматизированного сбора, обработки, хранения и выдачи информации единой системы контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом (СКУТОР) оборудования и сооружений МН с учетом срока их службы.